摘要：评价变压器运行的重要指标是电力变压器运行中发生的故障率，由于制造工艺、质量、使用时间等因素的影响，各电压等级上运行的为数众多的油浸式电力变压器会出现很多故障，比如在运行中出现内部绝缘缺陷，本文分析了绝缘中的故障和线圈中的故障，并提出相应的解决措施。
关键词：变压器绝缘分析
1变压器的绝缘事故的分类
变压器的绝缘事故一般分为以下4类：
①、绕组绝缘事故。指主绝缘、匝绝缘、段间绝缘、引线绝缘以及端绝缘等放电、烧损引起的绝缘事故。
②、套管绝缘事故。指套管内部绝缘放电引起绝缘损坏，甚至瓷套爆炸。还包括套管外绝缘的沿面放电和空气间隙击穿。
③、分接开关绝缘事故。主要是指由于切换开关油室内油的绝缘强度严重下降，在切换分接时不能灭弧，引起有载分接开关烧毁。另外还有无励磁分接开关和有载分接开关裸露的导体之间放电，引起相间、相对地或级间短路的事故。
④、铁心绝缘事故。一是指铁心的硅钢片对地绝缘损坏,引起铁心多点接地。另一是指铁心的框架连接点间的绝缘损坏,产生环流引起局部过热故障。
上述4类事故中，绕组绝缘事故的危害最大。
2 变压器绝缘事故的根本原因
为分析变压器绝缘事故的根本原因，把作用在绝缘上的电场强度分为作用电场强度（简称作用场强）和耐受电场强度（简称耐受场强）。作用场强又可分为雷电冲击作用场强、操作冲击作用场强和工频作用场强。这三种类型作用场强绝缘成分不同，各自的耐受场强也不同。但其共同点是当作用场强大于耐受场强时，就会发生绝缘事故。按作用场强和耐受场强的抗衡关系可分为3种形势：①作用场强过高。例如110kV和220kV降压变压器的第三绕组（10kV或35kV绕组）在雷击时出现作用场强高于变压器本身的正常耐受场强，引起雷击损坏的绝缘事故。此类事故每年都有发生，约占总的绕组绝缘事故比率的百分之几。②作用场强过高加上耐受场强下降。例如变器在操作时绝缘损坏，解体检查发现绝缘有受潮现象。对油纸绝缘中的水分，操作冲击比雷电冲击敏感，所以此类事故不多，约占总的绕组绝缘事故的比率的千分之几。③耐受场强下降。例如变压器正常运行中耐受场强下降，导致在正常工作电压下突然发生绝缘事故。这类绝缘事故频繁出现，占总的绕组绝缘事故的比率已超过90%。
3 正常工作电压下绝缘事故的方式
正常工作电压下出现的绝缘事故有2种方式：①一种称作突发式事故，其特点是按现行的预防性规程进行的预防性试验合格，其他在线的监测也未发现事故的预兆。但在正常运行条件下，变压器内部突发绝缘击穿事故，继电保护动作跳闸。由于故障能量有大有小，或继电保护动作的时间有快有慢，因此变压器损坏的严重程度大不相同。②另一种称作垂危式故障。这种事故的特点是预防性试验的绝缘性能试验合格，但从油中溶解气体的色谱分析中发现乙炔。经分析确认与在绝缘部分存在放电有关。于是停电进行测量局部放电量的试验。试验结果表明放电状况异常，甚至在试验中就发生贯穿性击穿。将局放试验和其他试验结果进行综合分析，可以作出正确诊断，解体后可以找到绝缘发生不可逆损坏的故障点。
4 正常工作电压下的绝缘事故实例
国内外变压器都存在各种绝缘事故。在此列举10个有结论的代表性事例：
1缘纸板树枝状放电，引起的主绝缘事故；
2沿角环夹层放电，引起的主绝缘事故；
3沿撑条爬电，引起的纵绝缘事故；
4垫块表面爬电，引起段间绝缘事故；
5垫块与导线间的油角放电，引起匝绝缘事故；
6沿铜排导线支架爬电，引起的相间短路事故；
7匝绝缘直接击穿，引起匝绝缘或段间绝缘事故；
8绕组出线纸包绝缘击穿，引起出线绝缘事故；
9分接引线纸包绝缘击穿，引起分接引线绝缘事故；
10套管的下瓷套沿面放电，引起瓷套崩裂事故。
仅就以上列举的事例可以看出，变压器的每种绝缘结构都曾经发生过绝缘事故，而且其中大多数是在正常工作电压下发生。
5正常工作电压下绝缘事故原因的几种说法
（1）制造缺陷说。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆绝缘事故的制造缺陷说，又分“尖角毛刺”说、“金属异物”说、“颗粒含量”说以及“绝缘缺陷”说等。所有这些说法集中到一点是对放电机理有共识，即认为先发生局部放电，然后在正常工作电压下引起绝缘击穿事故。早先的老旧变压器，确实有过上述种种原因引起正常工作电压下的绝缘事故。但就大型电力变压器而言，这类变压器已运行20多年，有问题早应暴露。如果至今尚未暴露，说明实际上已不再存在这类缺陷。20世纪80年代起，220kV及以上电压等级的变压器都进行了局放试验。经验表明，局放试验对发现上述种种缺陷是特别有效的。因此对于出厂时局放试验合格的变压器，尤其是安装或检修后还进行过局放试验的变压器，一般不会存在正常工作电压下引起绝缘事故的制造缺陷。
（2）绝缘老化说。我国曾经有几台变压器，由于油道堵塞，匝绝缘局部过热，引起在正常工作电压下的匝绝缘事故。实际上这是局部过热事故。油中气体色谱分析对这类事故是能鉴定的。
（3）油流带电说。对于强油循环的大型电力变压器，在油泵开动的情况下测量绕组的电位和泄放电流时，绕组电位高的可达几千伏，泄放电流大的超过微安级。说明油流和固体绝缘摩擦必然要产生静电，只是量的多少而已，称作油流起电。但油流起电不等于“油流带电”.
（4）快速暂态过电压（VFTO）说。VFTO说认为由于SF6的灭弧性能特别强，在GIS中隔离开关操作或对地放电会产生非常高频率的瞬变过电压，这种过电压脉冲传输到变压器匝绝缘上引起共振，在局部绝缘上出现过电压，多次积累作用引起在正常工作电压下发生匝绝缘事故。
6绝缘事故预防对策
6.1 防御措施
防止变压器在正常工作电压下的绝缘事故，从制造、安装、检修和运行4个环节都应采取相应措施。
6.2 制造措施
（1）变压器的内绝缘结构设计时，力求工作场强均匀分布，而且尽可能的低。例如，匝间工作场强不宜大于2kV/mm。
（2）变压器真空干燥（最好采用煤油气相干燥）后，固体绝缘中的含水量应小于0.5%，即达到基本上不含自由水的程度。
（3）严格进行真空注油。注油时变压器内可能与油接触的任何部分吸附的水分都应被清除。注入油的含水量必须小于10mg/L。
6.3 安装措施
变压器在安装过程中，不可能不接触大气，因此绝缘体和金属表面都会吸附大气中的水分。为了使变压器内部的水分恢复到出厂时的水平，变压器安装后必须严格进行真空干燥和真空注油。在此必须强调指出，器身在大气中暴露后，不用抽真空的办法清除表面吸附水分，就注油或打入氮气（或干燥空气），不仅不能起到清除水分的作用，反而会将表面水分往深层赶，为常温下进行真空脱水增加了困难。
6.4检修措施
当发现变压器内的水分比刚投运时有明显增多时，应看作特别重要的状态指标，必须作为状态检修的主要目的。
检修时用真空干燥和真空注油的办法来清除水分，其要点与安装时的相同。但由于新变压器只是表面吸附水分，而运行中变压器的水分可能渗透到深层。因此真空的动态保持时间应不少于水分的渗出时间。水分渗出时间是指绝缘深层的水分渗透到表面所需的时间。由于变压器运行时间越久，水分的含量就越多，而且向内渗透越深，因此水分渗透出时间也就越长。
7变压器绝缘事故诊断方法
7.1变压器油色谱分析法
变压器发生故障时，变压器油和固体绝缘材料会分解出氢气H2、甲烷CH4、已烷C2H6、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等气体，这些气体形成气泡在油中经过对流、扩散，不断溶解于油中，故障气体的组成和含量与变压器故障的类型及严重程度密切相关，因此，通过分析溶解于油中的气体组分和含量，可以发现变压器内部存在的潜伏性故障及其发展情况。
7.2电气试验法
绕组直流电阻测量。
变压器绕组直流电阻测量时一项方便而有效的考核绕组导电回路连接状况的试验，能够反映变压器绕组匝间短路、绕组断股、分接开关和导线接头连接不良等故障。
结束语
保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统的合理维护，很大程度上可以保证变压器具有相对较长的使用寿命，而预防性和预知性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键。
参考文献：
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[2]成永红.电力设备绝缘检测与诊断.北京:中国电力出版社，2006
[3]吴锦华.电力变压器与电抗器.北京:中国电力出版社，2003
论文作者:董翔
论文发表刊物:《电力设备》2019年第7期
论文发表时间:2019/9/18
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